Кагарманов И.И. Учебное пособие по добычи нефти

Подождите немного. Документ загружается.

)(2

sin

144

dLg

VdV

θρ ++××=













×−

где: dP/dL - падение давления по единице длины трубы;

ρ – плотность жидкости;

θ - угол наклона трубы;

v - скорость движения жидкости;

f -коэффициент трения; d – внутренний диаметр трубы;

α - поправочный коэффициент для компенсации колебаний скорости по сечению

трубы (он изменяется от 0,5 при ламинарном режиме до 1,0 при полностью

турбулентном течении).

Градиент давления в данной формуле является суммой трех

составляющих:

- гидростатического градиента;

- градиента трения;

- градиента ускорения.

В чем особенности течения жидкости в нефтесборном

коллекторе?

Во время прохождения флюида по сборным коллекторам к

сепаратору гидростатический градиент имеет достаточно малое значение.

Однако следует помнить, что если при прохождении жидкости в

лифте и сборном трубопроводе, степень градиента гидростатического

давления составляет менее 90%, то необходимо провести работы по

смене труб лифта или трубопровода на больший диаметр.

Что такое узловой анализ NODAL?

Итак, мы рассмотрели поэтапно прохождение флюида от границы

зоны

дренирования по

пласту, , через

лифт и сборный

коллектор до

сепаратора. При

наложении

графиков

движения

флюида в пласте

и по лифту и

нефтесборному

коллектору

можно

определить

потенциальный дебит скважины, а также проектировать необходимые

мероприятия по стимуляции пласта, одбору скважинного оборудования и

т.п. Такой анализ называется узловым анализом NODAL.

Изменение дебита скважины при изменении СКИН (2; -4) и уменьшении

пропускной способности лифта.

нас

пл

max

-4

S= -4

S=2

max

Рис. 1.6. Графический анализ работы скважины

Рассмотрим график. Зеленым цветом изображен график движения

флюида в пласте (индикаторная кривая). Точка пересечения с графиком,

описывающим течение флюида в трубопроводе (синий график)

определяет потенциальный дебит скважины Q

. При увеличении скин до 2

дебит скважины падает q

, при проведении ГРП, скин уменьшается до –4,

соответственно дебит увеличивается q

-4

. При увеличении давления в

трубопроводе мы наблюдаем понижение дебита до значения Q

2. ,

Таким образом, мы можем прогнозировать потенциальный дебит

скважины и проектировать мероприятия по увеличению дебита скважины

за счет интенсификации работы пласта и расчета скважинного

оборудования и сборных коллекторов.

Что такое интенсификация и оптимизация?

Давайте проанализируем параметры

формулы Дарси. Такие параметры как

коэффициент проницаемости и мощность

пласта величины, отражающие природные

факторы и в связи с этим не изменяются с

течением времени. Величина пластового

давления при нашем уровне разработки

поддерживается постоянной за счет

работы системы ППД, она также с

течением времени величина

изменяющаяся достаточно мало.

Теперь рассмотрим величины в

знаменателе - вязкость флюида и

объемный коэффициент величины тоже

постоянные, радиус скважины и радиус дренирования также не

подвергаются изменениям.

Таким образом, только два параметра – забойное давление и скин

влияют напрямую на производительность скважины. Работы, проводимые

в призабойной зоне пласта для уменьшения скин, называются

интенсификацией добычи нефти. Мероприятия, связанные с

уменьшением забойного

давления, направлены на

оптимизацию работы

скважинного оборудования.

В первой главе мы рассмотрим

с Вами решение задач по

интенсификации добычи, во

второй главе определим, как

оптимизировать работу

погружного насосного

оборудования.

)75,0(ln4,18

)(

PPkh

скв

др

нн

забпл

+−

−

βµ

Оптимизация

Интенсификация

Рис. 1.7. Специальные компьютерные

программы (например, Well performance)

позволяют произвести расчеты

потенциальной добычи из скважины, сделать

прогноз производительности при проведении

геолого-технических мероприятий ГТМ

Что такое повреждение пласта?

Повреждение пласта – это такое условие,

при котором создаются "барьеры" для

притока к стволу скважины, что ведет к

более низкому, чем предполагалось, дебиту

или снижению эффективности закачки.

Повреждение вблизи ствола скважины ведет

к снижению добычи. Близлежащая к стволу

скважины зона является единственным

местом, на которое мы оказываем

воздействие.

Скин-фактор является мерой повреждений

пласта. Это безразмерная величина. Мы

уже упоминали, что при естественных

природных коллекторских свойствах пласта

СКИН имеет нулевое значение. Увеличение

скин-фактора означает снижение

продуктивности скважины. Улучшение

естественных свойств пласта (увеличение

пористости, проницаемости)

Как мы способствуем повреждению пласта?

Повреждение призабойной зоны пласта может наступать при

различных технологических операциях на скважине:

o Первичное вскрытие продуктивного пласта при бурении скважины;

o Во время крепления ствола скважины;

o Во время заканчивания (освоения) скважины;

o Во время проведения ремонтных работ;

o В течение эксплуатации скважины.

Что происходит со вскрытым пластом при бурении?

Как только буровое долото доходит до породы коллектора, мы начинаем

влиять на продуктивность скважины.

Буровые растворы должны контролировать пластовое давление, выносить

шлам, создавать глинистую корку, и, в идеале, наносить минимальный

ущерб коллектору.

При бурении скважины гидростатическое давление раствора больше

порового давления для обеспечения контроля над скважиной

(предотвращения газонефтеводопроявлений). Следовательно, у раствора

имеется движущая сила для проникновения в пласт (репрессия).

Skin = 0 Skin = 1

Skin =

Многие коллекторы являются чувствительными для повреждения от

проникновения фильтрата

раствора. При первичном

вскрытии продуктивного

пласта под действием

репрессии происходит резкое

поглощение фильтрата

раствора и кольматация

коллектора до образования

фильтрационной корки. После

того, как сформировалась

фильтрационная корка, она

фильтрует раствор таким

образом, что в пласт попадает

только фильтрат.

Фильтрационный раствор

вызывает повреждения путем

физического закупоривания

пор, возникающих при

набухании глинистых частиц.

Буровые растворы имеют

значительное содержание

твердых частиц, которые

охватывают широкий спектр с

точки зрения их размеров. Сам раствор обычно не может проникнуть в

пласт, т.к. его многие твердые частицы больше чем размер пор в матрице

породы. Следовательно, на поверхности породы откладывается

фильтрационная корка.

Закупоривание твердыми частицами может значительно снизить

проницаемость, но из-за быстрого улавливания твердых частиц и

построения внешнего фильтрационного пирога происходит

незначительное проникновение в пласт.

Глины в песчаных пластах могут разбухать, после воздействия на них

инородных жидкостей. При разбухании они закупоривают отверстия пор.

Фильтрат раствора может вызывать дисперсию глины и ее перемещение

по пласту. Такие глины могут закупоривать отверстия пор.

При смешивании несовместимого фильтрата раствора с пластовой водой,

могут иметь место процессы солеотложений. Они так же могут

кольматировать поры.

Химический состав бурового раствора, большое давление на выходе

бурового раствора и время проходки через продуктивную зону, все это

вызывает повреждение пласта.

Твердые частицы могут проникать в коллектор и мигрировать в самом

коллекторе, что может приводить к закупориванию пор. Фильтраты

жидкости могут вызывать обратные реакции в коллекторе, что приводит к

отложению солей. Все эти факторы вызывают область повреждения

вокруг ствола скважины и таким образом отрицательно влияют на

продуктивность скважин.

Выпадение солей в осадок при

взаимодействии фильтрата раствора

и пластовой воды

Кольматация каналов глинистыми

частицами бурового раствора

Набухание глинистых частиц пласта в

фильтрате бурового раствора

Основные функции бурового раствора

Противодавление на пласт;

Вынос выбуренной породы на поверхность;

Поддержание стабильности ствола;

Формирование корки на стенках скважины;

Охлаждение долота…

Рис. 1.8. Основные функции бурового раствора и

возможные ущербы пласту при бурении

Таким образом, уделяя должное внимание контролю над потерями

раствора и химическому составу буровых растворов можно

значительно повысить продуктивность скважин.

Какие повреждения возникают при креплении, заканчивании скважин

и ремонте?

Каждый раз, когда мы закачиваем

инородную жидкость в коллектор,

имеется значительный риск

нанесения ущерба пласту.

После бурения скважины обычно

спускается колонна и проводится

цементаж. Если в предыдущей

главе мы рассматривали

фильтрационные свойства бурового

раствора, и, говорили, что они

должны быть минимальными, то мы

должны понимать, что

фильтрационные свойства

цементного раствора кратно

больше. Это, во-первых, во- вторых,

плотность цементного раствора

значительно больше, чем плотность

бурового раствора, следовательно,

значительно больше репрессия на

пласт, и, соответственно, глубина

проникновения фильтрата в пласт.

Пласту наносится значительный

ущерб.

Неотцентрированная колонна

После спуска колонна цементируется, затем производится перфорация

необходимых интервалов.

Колонна в стволе скважины

должна быть отцентрирована для

того, чтобы снизить риск перетоков

жидкости через цемент. В

противном случае жидкость или

газ может проникнуть в ствол

скважины и повлиять на ее

продуктивность.

Плохой цементаж

Ущербы, наносимые пласту при

цементировании

Особенности

цементного раствора

Значительно большее противодавление на

пласт;

Повышенная фильтруемость цементного

раствора;

Фильтрат цементного раствора насыщен

ионами Са

;

Выпадение солей кальция в осадок при

взаимодействии фильтрата цементного

раствора и пластовой воды

Кольматация каналов частицами

цементного раствора

Набухание глинистых частиц пласта в

фильтрате цементного раствора

Рис. 1.9. Ущербы, наносимые пласту при цементированию

Последствия неправильного центрирования

Ствол

скважины

Раствор и глинистая корка

Цемент

Колонна

Неотцентрирована

Отцентрирована

Рис. 1.10. Последствия неправильного

цементирования

Очень важным является изоляция

продуктивных пластов без причинения им

ущерба. Необходимо хорошее

цементирование пласта, обеспечение

хорошего сцепления цемента с колонной,

наименьшие потери жидкости в пласт и

совместимость фильтрата с пластовой

жидкостью. Большинство видов наносимого

ущерба происходят из-за взаимодействия

жидкости с породой и содержанием

коллектора. Сюда включаются жидкости для

глушения, незастывшие цементные

растворы. Твердые частицы, содержащиеся

в жидкости, могут так же проникать в пласт и

вызывать физическое закупоривание.

После ОЗЦ больше не существует контакта

между жидкостью в скважине и пластом. Нет

риска нанесения ущерба пласту.

После спуска, цементирования колонны и

затвердевания цемента начинается этап

заканчивания скважины. В начале этого

этапа буровой раствор вымывается из скважины и замещается раствором

для глушения. После этого на скважине проводятся перфорационные

работы.

В результате перфорации скважины мы вновь получаем контакт между

жидкостью в стволе скважины и пластом. Вновь у нас появляется риск

нанесения ущерба пласту.

Существуют различные виды работ, которые проводятся на скважине:

КРС, ловильные работы, подготовка к ГРП, смена насоса и пр. Все

ремонты скважин направлены на улучшение продуктивности.

Но при каждом виде ремонта имеется риск нанесения ущерба скважине,

что будет усугублять проблему продуктивности.

Жидкость заканчивания – это жидкость в стволе скважины на

заключительном этапе строительства скважины. Основные функции

жидкости заканчивания следующие:

• Обеспечения контроля над скважиной;

• Эффективность вымывания твердых частиц.

Для того чтобы достигнуть наибольшей возможной продуктивности

скважины необходимо свести к минимуму ущерб, наносимый пласту, при

строительстве скважины. Учитывая свои функции, жидкости заканчивания,

так же как и буровые растворы, могут быть большим источником ущерба

пласту из-за характерных особенностей проникновения в пласт. Поэтому

главной целью жидкости для заканчивания является нанесение

минимального ущерба пласту.

Повреждения пласта, связанные с жидкостью для заканчивания, имеют

место из-за взаимодействия следующих компонентов этой жидкости с

породой коллектора и пластовой жидкостью:

• Жидкости и фильтраты;

Перетоки воды

вследствие плохого

цементирования

Цемент

Обсадная колонна

Нефть

Вода

Рис. 1.11. Перетоки воды

вследствие плохого

цементирования

• Твердые частицы

Так как все скважины очень чувствительны к повреждению пласта,

эффективное истощение коллектора может быть поставлено под угрозу

срыва, если скважине нанесен ущерб.

Жидкости для заканчивания и фильтраты могут наносить пласту

значительный ущерб, если они неправильно приготовлены. Они должны

быть совместимыми по химическим свойствам с пластовой жидкостью во

избежание нанесения ущерба. Жидкости для заканчивания и фильтраты

могут вступать в реакцию с породой коллектора и таким образом ухудшать

коллекторные свойства пласта.

Твердые частицы, находящиеся в жидкости, могут взаимодействовать с

пластом, забивая поровую систему или перфорационные дыры.

Что происходит при перфорации?

Перфорационный тоннель – это соединение между стволом скважины

пластом. Поэтому очень

важно, чтобы жидкость

заканчивания была

отфильтрована, не

содержала трубной смазки,

ржавчины и прочих

компонентов, которые могут

попадать в

перфорационные дыры и

засорять их.

Продуктивность скважины

во многом зависит от того,

насколько глубоко

перфорационная тоннель

проникает через

поврежденную зону и

насколько эффективно

частицы от выстрела

удалены из этой тоннели.

Перфорация может

проникать через

поврежденную зону и достигать незагрязненной зоны пласта. Это

приводит к хорошей продуктивности при наличии достаточного числа дыр,

правильной плотности и ориентации.

Во время выстрела вокруг перфорационного тоннеля создается зона

разрушения. Зона разрушения имеет меньшую проницаемость, чем

неповрежденный участок пласта. Другими словами, если эту зону

разрушения оставить вместе с остатками крошки от выстрела,

перфорация не будет такой же эффективной, как при открытых тоннелях.

Гидростатическое давление скважины в момент перфорации должно

учитываться при составлении программы перфорационных работ.

Особенности

процесса перфорации

Перфорация осуществляется на репрессии;

Продукты разрушения колонны, цем. камня,

породы устремляются в тоннель;

Возникает система трещин…

Продукты разрушения породы, нагар,

окалина перекрывают поровое

пространство

Выпадение солей при взаимодействии

жидкости заканчивания и пластовой

воды

Набухание глинистых частиц пласта при

взаимодействии с раствором

заканчивания

Ущербы, наносимые пласту при

перфорации

Загрязненная

зона

Глубина перфорационного тоннеля

меньше загрязненной зоны

Рис. 1.12. Ущербы, наносимые пласту при перфорации

Скважина может быть перфорирована при следующих гидростатических

условиях:

• на депрессии;

• с нулевым перепадом давления;

• с избыточным перепадом давления;

• с очень большим перепадом давления.

Перфорация на депрессии или с нулевым перепадом давления обычно

производится для снижения или контроля над ущербом, который

наносится в зоне ствола скважины. Сразу после перфорации на депрессии

происходит первоначальный выброс из коллектора, при котором из

перфорационных тоннелей выносится вся крошка, образовавшаяся после

прострела.

Т.к. имеется низкий гидростатический столб в стволе скважины при

перфорации на депрессии и с нулевым перепадом давления, возможность

проникновения жидкости заканчивания в пласт устраняется или сводится к

минимуму. Контроль за давлением при перфорации на депрессии

является ключевым фактором безопасности, т.к. в результате

перепада давления жидкость начинается быстро перемещаться к

поверхности.

Перфорация с избыточным перепадом давления с раствором для

глушения в стволе скважины. После перфорации давление в стволе

скважины осколки/крошка от выстрела под давлением спрессовываются и

прижимаются к зоне разрушения вокруг перфорационной тоннели.

Перфорации с очень большим перепадом давления используется для

стимулирования прилегающего к стволу скважины района, и показали себя

как очень эффективные для низкопроницаемых коллекторов.

Давление в стволе скважины выше, чем давление трещины. Жидкость

стремительно проходит через перфорационные дыры и создает

многочисленные трещины, которые остаются после окончания

перфорационных работ.

Какие проблемы возникают

во время ремонта

скважин?

Ремонтные работы на

скважине осуществляются

после глушения скважины. Как

правило, глушение

осуществляется заменой

скважинной жидкости на

жидкость глушения с большей

плотностью для оказания

противодавления на пласт в

целях предупреждения

нефтегазопроявлений.

Превышение забойного

давления над пластовым

регламентируется от 5 до

Ущербы, наносимые пласту при

ремонтных работах

Особенности ремонта скважин

Низкие пластовые давления;

Противодавление на пласт;

Некачественное приготовление растворов

глушения;

Малые зазоры скважинного оборудования в

колонне, высокие скорости спуска;

Выпадение солей при взаимодействии

жидкости глушения и пластовой воды

Набухание глинистых частиц пласта при

взаимодействии с раствором глушения

Водяные мосты перекрывают поровые

каналы

Насыщение жидкостью глушения пласта

при СПО увеличивает степень фазовой

проницаемости для воды.

Засорение пор твердыми частицами

раствора глушения

Рис. 1.13. Ущербы, наносимые

пласту при ремонте

10%. В условиях репрессии в пласт проникает жидкость глушения,

действие которой на глинистые частицы пласта может вызвать

кольматацию порового пространства. Кольматацию могут вызвать и

взвешенные частицы, находящиеся в жидкости глушения. Другим

фактором нанесению ущербов является выпадение в осадок

водонерастворимых солей при воздействии жидкости глушения на

пластовую воду.

Проведение спуско-подъемных операций на скважине приводит к

насыщению пласта водой, что приводит к возникновению «водяных

мостов» перекрывающих поток пластовой жидкости, а также к изменению

относительной проницаемости, что также приводит к снижению дебитов

по нефти. Насыщение пласта водой приводит и к осложнениям при выводе

скважины на режим вследствие отсутствия охлаждения погружного

электродвигателя.

Поэтому проектирование процесса глушения напрямую связано с

проектированием вывода на режим и дальнейшей эксплуатации скважины.

Итак, отметим основные требования к жидкостям глушения:

• ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным породам,

составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами,

должна исключать кальматацию пор пласта твердыми частицами;

• фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на

глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом

значении рН пластовой воды;

• ЖГ не должна образовывать водных барьеров и должна

способствовать гидрофобизации поверхности коллектора, снижению

капиллярных давлений в порах

пласта за счет уменьшения

межфазного натяжения на границе

раздела фаз «жидкость глушения —

пластовый флюид»;

• ЖГ не должна содержать

механических примесей с

диаметром частиц более 2 мкм.

Общее содержание механических

примесей не должно превышать 100

мг/л;

• ЖГ должна обладать низким

коррозионным воздействием на

скважинное оборудование. Скорость

коррозии стали не должна

превышать 0,1-0,12 мм/год;

• ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должны

содержать нейтрализатор сероводорода;

• ЖГ не должны наносить вреда нефтесборным трубопроводам при

существующей схеме утилизации;

• ЖГ должна быть безопасной при проведении технологических

операций.

Конечно же, процесс глушения должен проводиться специальным

сервисом, обеспеченным специальным оборудованием и

квалифицированным персоналом для предоставления большого спектра

20 40 60 80 100

Водонасыщенность, %

100

Относительная проницаемость, %

Зависимость относительной проницаемости песка для

воды (k

) и нефти (k

) от водонасыщенности

Рис. 1.14.

технологий и рецептов жидкостей глушения персонально к каждой

скважине.

Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины?

Как уже говорилось выше, призабойная зона имеет решающее

значение в производительности скважины. Большой перепад давления в

ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в

скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол,

асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости. Эти

ущербы ведут к снижению добычи нефти. На производительность

скважины могут также влиять повышенный вынос песка из пласта,

проникновение воды. Не следует забывать, что при эксплуатации

скважины на снижение продуктивности могут играть и другие факторы,

например, проблемы в перфорации, в фильтре, гравийной набивке, в

погружном насосном оборудовании (см. главу 3), лифтовых трубах, а

также в наземном оборудовании и сборных трубопроводах. На

производительность скважины могут влиять и такие технические факторы

как состояние забоя, эксплуатационной колонны, например,

установленные гофры).

Иногда, возникают

проблемы, связанные с

наличием проектного

оборудования, качеством

его подготовки,

финансовые поблемы и

т.д.

Какие способы

существуют для

увеличения

проницаемости ПЗП?

Проницаемость

призабойной зоны

продуктивного пласта

увеличивают за счет

применения различных

методов:

• химических

• механических

(гидравлический

разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и

взрывов),

• тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев)

• их комбинирование.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой

скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы

Ущербы, наносимые пласту при

эксплуатации скважины

Особенности

эксплуатации скважины:

Приток описан законом Дарси - Вогеля;

Течение флюида за счет депрессии;

Плоско-радиальный приток;

Логарифмическая зависимость изменения

давления от радиуса дренирования до

скважины;

Малые зазоры скважинного оборудования в

Выпадение солей в результате резкого

падения давления в ПЗП

Возникновение завихрений

(турбуленция)

Асфальтосмолопарафиноотложения

АСПО

Призабойная зона пласта ПЗП

обусловлена

резким падением давления

от пластового до забойного.

Засорение пор взвешенными частицами

(ил, песок) КВЧ

Рис. 1.15. Ущербы, наносимые пласту при эксплуатации

скважины